海一块注水综合调整技术的研究与应用

唐永江

(中国石油辽河油田公司 油气合作开发公司，辽宁 盘锦 124010)



海一块注水综合调整技术的研究与应用

唐永江

(中国石油辽河油田公司 油气合作开发公司，辽宁 盘锦 124010)

海一块为层状边水普通稠油油藏，投入开发以来，不断加强注水工作，取得了较好的开发效果。随着油藏进入高含水开发阶段，受储层非均质性影响，平面、层间水淹状况差异逐年增大，剩余油分布日趋零散，注水开发调整难度逐年增大。通过分析开发矛盾，研究剩余油分布规律，在完善注采系统、注水井细分重组、整体调堵、动态监测、不稳定注水及合理量化采液强度等方面实施了有针对性的注水调整及配套稳产措施，保证了断块的持续稳产。

注水开发；剩余油；稳产措施；综合调整

海一块位于海外河油田西南部,是海外河油田的主力断块，含油面积5.9 km2，石油地质储量1 227×104t，油藏埋深1 650 m～1 950 m。开发主要目的层为下第三系东营组马圈子油层，属三角洲前缘沉积体系，发育有水下分流河道、河口砂坝、分流间湾和前缘薄层砂等沉积微相。平均孔隙度 29.1%，平均空气渗透率633×10-3μm2。储层非均质性较强，平面上砂体连续性较差，渗透率分布具有明显的方向性。层间渗透率级差399倍，变异系数0.36～2.19。20 ℃地面原油密度0.963 g/cm3，50℃地面脱气原油粘度496 mPa·s，属于普通稠油。原始地层压力18.5 MPa，饱和压力16.4 MPa。区块自投入开发以来，经历了天然能量开发、早期边部温和注水开发和全面注水开发三个阶段。截至2015年12月，海一块共有油井105口，开井101口，日产油447 t，综合含水84.5%，累采油382.9×104t，采油速度1.38%，采出程度31.2%；共有注水井41口，开井35口，日注水量1 325 m3，平均单井日注水38 m3，累注水823.1×104m3，累计注采比0.64。

1 主要开发矛盾

海一块开发26年来，通过不断加强注水工作，油藏水驱效果逐年改善。但随着开发的不断深入，水驱效果逐渐变差，剩余油分布零散，增大了稳产、挖潜的难度。在综合地质研究的基础上，分析断块老井减产原因，归纳为以下四个方面：

1.1 层间干扰

纵向上层间非均质性强导致动用程度差异大。海一块层间渗透率级差大，注入水沿高渗透层或高渗透带单层突进或层内指进，导致对应油井含水上升快，中、低渗透层受效差，全块有28%的油井合采，据统计2015年老井因层间干扰减产严重，影响产量达24.5 t/d。

1.2 局部注采系统不完善

平面上储层物性、油层厚度及分布形态明显受相带控制，水淹程度不同；注水井由于受套损、出砂等因素影响停注，导致局部地区注采井网不完善，注入水单方向突破后，平面上指进现象严重，受效油井含水上升而减产。

1.3 调剖效果变差

海一块自2011年开始推广实施调剖技术，取得了较好效果。但随着调剖次数的增加，调剖效果逐渐变差，统计2012～2015年调剖效果表明：平均单井次增油量由578 t下降到310 t，有效期由10.5个月缩短至3.5个月。[1]

1.4 边水侵入

油层动用程度严重不均，油井含水上升加快、产量递减加大。海一块边水较为活跃，随着边水向构造高部位推进，边部油井含水逐渐上升，经统计，油井由于受边水影响，日减产10.4 t。

2 综合调整技术研究与应用

2.1 剩余油分布规律研究

通过利用动态分析、小层沉积微相、小层微构造等多种分析方法，进一步明确了剩余油在平面及纵向上的分布特征。

2.1.1 平面上剩余油分布特点

随着油田综合含水和采出程度的不断增加，平面上剩余油的分布越来越明显地受多种因素综合控制，主要有以下五种类型：1)沉积微相控制的剩余油。河道或砂坝边部，物性较差，注水波及程度低，剩余油饱和度相对较高；前缘薄层砂及分流间湾部位油层，厚度薄，物性差，水驱波及程度低，剩余油相对富集；而分流河道的主流线及河口砂坝核部储层物性好，水淹严重，含油饱和度较低[2]。2)相邻采油井中间的剩余油。部分井区由于井距较大，井间动用程度相对较低，剩余油较富集。3)注采井网不完善形成的剩余油。由于套损、出砂等原因导致局部缺少注采井点，注采井网不完善的部位水淹程度较弱，油层动用程度低。4)受构造控制的剩余油。油田投入注水开发后，因油水的重力分异作用，相对凸起的正向微型构造常为剩余油富集区，相对下凹的负向微型构造常为高含水区。因此，在构造或微构造高点以及断层边角区域，水驱波及效果差，剩余油相对富集[3]。5)透镜体控制的剩余油。在陆相沉积过程中，由于河流的摆动、湖泊水进与水退、沉积环境的变化、季节性水流量的变化与携带的碎屑沉积物含量的变化，在地层的沉积过程中，往往形成透镜体。这种透镜体在现有井网条件下，连通状况较差，动用程度低，也是剩余油富集区之一[4]。

2.1.2 纵向上剩余油分布特点

地层纵向上等时不同相或同相不等时沉积，决定了储层层间和层内的非均质性，导致剩余油在纵向上分布状况存在差异，主要有以下三个方面：1)层间差异导致低渗透层中的剩余油。2)各种韵律厚油层层内差异导致的剩余油。不同的韵律层其水淹规律不同，正韵律油层的上部水洗程度差，下部水洗程度高，导致了剩余油分布的差异。3)注采井间缺乏连通形成的剩余油[5]。

2.2 综合调整技术应用

在明确剩余油分布规律的基础上，进行综合注水调整技术的研究，并及时实施有针对性的注水调整及相应配套稳产措施。

2.2.1 完善注采系统，提高水驱动用程度

2015年起加大完善海一块注采系统力度，在海一块东北部及中部地带实施转注2口、油水井更新9口，断块注采比由1 ∶2.6提高到1 ∶2.4，日注水量由1 325 m3增加到1 440 m3，对应6口油井，平均日增油3.2 t。

2.2.2 注水井细分重组，缓解层间矛盾

海一块注水井段长，注水层数多，为了缓解层间矛盾，启动中低渗透层，对笼统水井主要采取二级三段分注方式；但由于每个层段都有4～6个注水小层，分注一段时间后，层间矛盾发生变化，各小层吸水状况变得不均衡，因此需要进行层段重组。2015年至2016年通过加强动态分析，共对注水井实施细分、重组13井次，井组累增油5 079 t。

2.2.3 整体调堵，实现液流转向

深度调剖技术是应用弱凝胶体系，实现高渗透层深部封堵，扩大水驱波及体积。其主要作用：一是堵塞高吸水层，启动中低渗透层，调整吸水剖面；二是注水运移过程中驱替原油。

海一块的主力油层D23-3砂岩组层间差异造成高渗透层水淹严重，由于隔层小或无隔层，油井不能进行机械堵水；砂岩组油层厚，以复合韵律为主，层内渗透率差异导致高渗透条带水淹严重，低渗透条带的剩余油在常规注水和采油下难以动用。2015年在海一块进行选层调剖试验，取得了较好的增油效果。2016年对调剖注入参数进行了优化，加大实施分层调剖力度。共实施调剖26口，其中分层调剖16井次，对应油井58口，日增油达14.1 t，调剖前平均注水压力6.8 MPa，调剖后上升到7.8 MPa。同时对调剖井组中的采油井实施有针对性的化学堵水措施，2016年共实施化学堵水12井次。截至目前，整体调堵累计增油1.314 5×104t。

2.2.4 动态监测指导找堵水，挖掘剩余油潜力

在常规注水、多层合采的情况下，由于层间物性的差异，高渗透层含水上升快，水淹程度高，致使中低渗透层开发效果差。2016年利用硼中子寿命测井技术、双源距碳氧比测井技术及环空产液剖面测试技术实施找堵水措施16井次，增油0.513 8×104t。

2.2.5 边部不稳定注水，提高波及体积

2015年针对海一块边部油井隔层薄，注水井分注难度大的实际情况，在海一块边部实施了5口井周期注水，其中有两口井未见效，一口井稳产，其余两口注水井组取得了较好的效果(见表1)。

表1 2015年度周期注水效果统计表

2016年对注水井组重新分析，利用经验公式重新计算注水周期、注水量，结合生产实际，将注水周期从两个月增加到三个月，即采取注一个月停两个月的不对称式周期注水，在三口注水井(海02-20、海2-12和海2-24)继续实施周期注水，井组日增油3.0 t，累计增油467 t。

2.2.6 合理量化采液强度,指导油井提液

采取不同方式进行提液，可以增大生产压差，减少层间干扰，克服低渗透油层毛管阻力，削弱重力的影响，从而通过提高采液指数来提高采油指数，提高薄差油层动用程度。

结合采液强度等值图和动液面等值图，在海一块西部和中部地区，选择出砂轻、采液强度低于2.0 m3/d·m 以下、动液面小于600 m油井，通过调参、转抽、换泵三种方式进行提液，共实施20口井，日增油15 t，累增油1 007 t。

3 开发效果评价

海一块呈现出“产液量稳定，产油量稳定，含水稳定，递减减缓”的开发特征(见图1)。自然递减率由去年的15.93%下降到11.07%，含水上升率由0.97%下降到-0.09%，取得了较好的开发效果。水驱特征曲线及“S”曲线呈现良好的态势(见图2～图3)，水驱效果进一步改善，断块保持了一类油藏开发水平。

4 结论

1)海1块开发进入高含水期后，注水开发矛盾日益突出，主要表现为：平面上储层物性、油层厚度及分布形态明显受相带控制，水淹程度不同；纵向上层间非均质性强导致动用程度差异大。油层动用程度严重不均，油井含水上升加快、产量递减加大。

2)针对海1块目前生产中存在的主要开发矛盾，在研究剩余油分布规律的基础上，通过调整注水、实施有效的油水井配套稳产措施，实现了区块稳产。

3)及时准确的动态分析是认识油藏变化规律的重要手段。精细油藏描述和剩余油分布规律研究是进行开发调整，确保老油田稳产的基础。采取综合性注水调整是改善注水开发效果的有效途径。

[1] 马强．PI决策技术在海1块整体调剖技术中的应用[J]．江汉石油科技，2010，20(1)：23-25．

[2] 董宪章.油井产状和油藏动态分析[M].北京：石油工业出版社，1981.

[3] 马强．海1块复合深度调驱体系研究[D]．大庆：东北石油大学，2012．

[4] 达克LP.油藏工程原理[M].北京：石油工业出版社，1984.

[5] 黄延章.低渗透油层渗流机理研究[M].北京:石油工业出版社，1998.

Research and Application of Water Injection ComplexRegulation Technique in HAI 1 Block

TANG Yong-jiang

(Oil Gas Cooperation Development Department, Liaohe Petroleum Company, Panjin 124010, Liaoning, China)

Hai 1 block belongs to normal thick oil reservoir with boundary water, and it is keeping water injection operation for oil production, and gaining better production efficiency. It is difficult for production with water injection due to the high water saturation and reservoir heterogeneity, huge water flush difference between the level and layer every year. Residues left spread here and there. Measures are taken after analyzing the development problem and researching residue spread conditions, completed injection and production well pattern, dynamic monitoring,regulation plugging pattern, production rational for steadily production in this fault.

water injection development; residue oil; steady production measures; complex regulation

2016-11-02

唐永江(1983-)，男，黑龙江大庆人，工程师，硕士，从事生产管理工作，E-mail：starmq@sohu.com。

TE357

B

1008-9446(2017)03-0005-04